| Номер в госреестре | 85940-22 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РКС-энерго" по ГТП Пикалевская городская электросеть |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ" (ООО "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ"), г. Москва |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП Пикалевская городская электросеть (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверы баз данных (СБД): СБД ООО «РКС-энерго» с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаТ ЦЕНТР», СБД ПАО «Россети Ленэнерго» с установленным ПО «Пирамида Сети», СБД АО «ЛОЭСК» с установленным ПО «Пирамида 2000», устройства синхронизации времени УСВ-2 и УСВ-3 (УСВ), локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации. СБД ООО «РКС-энерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ПАО «Россети Ленэнерго» - (далее - сервер ИВК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов
времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИИК №№ 1 - 6 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК AO «ЛОЭСК», для ИИК №№ 7, 8 на входы ИВК ПАО «Россети Ленэнерго», где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. ИВК с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивают счетчики электроэнергии и считывают с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
ИВК AO «ЛОЭСК» и ПАО «Россети Ленэнерго» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML и отправляют данные коммерческого учета на ИВК ООО «РКС-энерго».
ИВК ООО «РКС-энерго» раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК и ИВК). В состав СОЕВ входят устройства синхронизации времени типа УСВ-2 и УСВ-3, синхронизирующие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
ИВК ООО «РКС-энерго», AO «ЛОЭСК», ПАО «Россети Ленэнерго», периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивают собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ и при расхождении ±1 с и более, ИВК ООО «РКС-энерго», AO «ЛОЭСК», ПАО «Россети Ленэнерго» производят синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков ИИК №№ 1 - 6 со шкалой времени ИВК AO «ЛОЭСК» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (не реже раза в сутки). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК AO «ЛОЭСК» равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Сравнение шкалы времени счетчиков ИИК №№ 7, 8 со шкалой времени ИВК ПАО «Россети Ленэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (не реже раза в сутки). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК ПАО «Россети Ленэнерго» равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии, ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер 303/22 установлен в формуляре АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используются ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида Сети». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
| Идентификационные данные | Значение |
| 1 | 2 |
| П О л ь ф а Ц | ЕНТР» |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ac metrology.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 3B736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| ПО «Пирамида Сети» | |
| Идентификационное наименование модуля ПО | BinaryPackControls.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | CheckDataIntegrity.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ComIECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | C om StdF unctions.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | DateTimeProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | D1C26A2F 55C7FECFF 5CAF8B1C056FA4D |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | SummaryCheckCRC. dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| 1 | 2 |
| ПО «Пирамида 2000» | |
| Идентификационное наименование модуля ПО | CalcClients.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | E55712D0B1B219065D63DA949114DAE4 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | B1959FF70BE1EB17C83F7B0F6D4A132F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | D79874D10FC2B156A0FDC27E1CA480AC |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 6F557F885B737261328CD77805BD1BA7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 48E73A9283D1E66494521F63D00B0D9F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | C391D64271ACF4055BB2A4D3FE1F8F48 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | ECF532935 CA1A3FD3215049AF1FD979F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 530D9B0126F7CDC23ECD814C4EB7CA09 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 1EA5429B261FB0E2884F5B356A1D1E75 |
| 1 | 2 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, е S о К | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВК | ||
| 1 | БТЭЦ-5, ГРУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 05-18 | ТПОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | С о о Л о е A рг е 3 6 £ * 12- « 4О 3 ° >4.0 О < pq и О е р г*"Т PQ С |
| 2 | БТЭЦ-5, ГРУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 05-37 | ТПОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
| 3 | БТЭЦ-5, ГРУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 05-39 | ТПОЛ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
| 4 | БТЭЦ-5, ГРУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 05-49 | ТПОЛ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
| 5 | БТЭЦ-5, ГРУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 05-50 | ТПОЛ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
| 6 | ТП-17 6 кВ, РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 117-3 | ТПФМ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 814-53 | НТМК-6-48 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 323-49 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
| 7 | ПС Глиноземная 110 кВ (ПС-35), РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.35-04 | ТПФМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 814-53 | ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 51676-12 | Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | о» 1-1 ^ 0, ре 6, о» r-Н 1 ^ 81 эн -2 ен е4н 16 Ле 24 -э 4 и 64 -С «S! Ь о | ^ * 8 £ К г. с . « гре Ро г.е О . » ftO -2 О -3, О С П ВС Б ^ ° Б С |
| 8 | ПС 35 кВ Обрино (ПС-9), КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф.09-10 | ТОЛ-СЭЩ 150/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-13 | A1805RALQV-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
Продолжение таблицы 2_
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
| Таблица 3 - Основные метрологические ха | рактеристики ИК АИИС КУЭ | ||
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности ±5, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±5, % |
| 1-7 | Активная Реактивная | 1,3 2,0 | 3.2 5.2 |
| 8 | Активная Реактивная | 1,3 2,0 | 2,2 3,7 |
| Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с | 5 | ||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35°С | |||
| Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ | |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 50 от +21 до +25 |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк |
| - коэффициент мощности соБф (sin9) | |
| - ч а с т о т а, ц ] ] ] - - ) ) | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для II и 1Н, °С | о т - 4 0 д о + 6 0 |
| температура окружающей среды для счетчиков, °С | 0 6 + о д 0 -4 т о |
| температура окружающей среды для сервера ИВК, °С | от +10 до + 30 |
| атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| относительная влажность, %, не более | 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| ПСЧ-4ТМ.05М | 140000 |
| Меркурий 230 | 90000 |
| Альфа А1800 | 120000 |
| УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| УСВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| Сервер ИВК: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| Альфа А1800 | |
| - графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 | |
| минут, сут, не менее | 1200 |
| Меркурий 230 | |
| - каждого массива профиля мощности при времени | |
| интегрирования 30 минут, сут | 85 |
| ПСЧ-4ТМ.05М | |
| - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 | |
| минут, сут | 113 |
| Сервер ИВК: | |
| - хранение результатов измерений и информации о | |
| состоянии средств измерений, лет, не менее | 3, 5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере ИВК.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 3 |
| ТПОЛ 10 | 10 | |
| ТПФМ-10 | 4 | |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-НТЗ-6 | 3 |
| НАМИТ-10 | 1 | |
| НТМИ-6 | ||
| НТМК-6-48 | 1 | |
| Счетчик электрической энергии | A1805RALQV-P4GB- DW-4 | 1 |
| Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN | 1 | |
| ПСЧ-4ТМ.05М | ||
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| УСВ-3 | 1 | |
| Сервер ООО «РКС-Энерго» | СБД ООО «РКС-Энерго» | 1 |
| Сервер ПАО «Россети Ленэнерго» | СБД ПАО «Россети Ленэнерго» | 1 |
| Сервер АО «ЛОЭСК» | СБД АО «ЛОЭСК» | 1 |
| Документация | ||
| Формуляр | ФО 26.51/133/22 | 1 |
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП Пикалевская городская электросеть. МВИ 26.51/133/22, аттестованной ООО «Энерготестконтроль». Аттестат аккредитации RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Правообладатель
Общество с ограниченной ответственностью «РКС-энерго»
(ООО «РКС-энерго»)
ИНН 3328424479
Адрес: 187320, Ленинградская область, Кировский район, г. Шлиссельбург, ул. Жука, д.3, пом. 204 Телефон: 8 (812) 332-05-20 E-mail: office@rks-energo.ru
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 05.10.2024 |
